Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Salah satu sumber gas alam Indonesia yang terletak di area Natuna Barat memiliki potensi besar untuk memenuhi peningkatan kebutuhan energi. Flow assurance diperlukan untuk menjamin gas alam dapat terus mengalir pada sistem transportasi perpipaan gas alam dalam berbagai kondisi. Hal yang mampu menghambat mengalirnya pasokan gas alam adalah terbentuknya slugging karena penurunan laju alir gas alam serta beberapa faktor lainnya. Studi ini bertujuan untuk memperoleh profil aliran multifasa yang terbentuk di sepanjang pipa transportasi gas alam jika laju alir gas alam mengalami penurunan, mendapatkan pengaruh profil aliran multifasa terhadap terjadinya slugging di dalam sistem perpipaan gas alam, dan memperoleh metode penanganan cairan yang dilakukan di fasilitas penerima. Studi dianalisis menggunakan simulator aliran multifasa minyak dan gas. Simulasi dilakukan pada 3 skenario kondisi sumur, yaitu initial life, mid life, dan late life yang berturut-turut memiliki laju alir gas sebesar 57, 31, dan 5 MMSCFD. Berdasarkan hasil simulasi diperoleh bahwa semakin rendah laju alir gas alam, maka kemungkinan terjadi slugging akan meningkat. Pada studi ini, slugging terjadi pada kondisi late life. Penanganan cairan yang diajukan oleh penulis untuk memitigasi slugging adalah dengan penambahan control valve yang diletakkan pada aliran masukan separator dan memiliki bukaan 60%

---

Indonesia's natural gas sources located in the West Natuna area has great potential to meet increasing energy needs. Flow assurance is needed to ensure that natural gas can continue to flow in the natural gas pipeline transportation system under various conditions. One of the things that can hinder the supply of natural gas is the formation of slugging due to a decrease in the flow rate of natural gas and several other factors. This study aims to simulate the multiphase flow that forms along the natural gas transportation pipeline if the flow rate of natural gas decreases, to obtain the effect of the multiphase flow profile on the occurrence of slugging in the natural gas piping system, and to obtain the method of handling liquids carried out at the receiving facility. The study was analyzed using a multiphase oil and gas flow simulator. Simulations were carried out on 3 scenarios of well conditions, namely initial life, mid life, and late life which had gas flow rates of 57, 31, and 5 MMSCFD, respectively. Based on the simulation results, it is found that the lower the natural gas flow rate, the higher the probability of slugging. In this study, slugging occurs in late life conditions. The liquid handling and process improvement proposed by the author to mitigate slugging is by adding a control valve which is placed at the inlet flow of the separator and has an opening of 60%.

"

"Salah satu sumber gas alam Indonesia yang terletak di area Natuna Barat memiliki potensi besar untuk memenuhi peningkatan kebutuhan energi. Flow assurance diperlukan untuk menjamin gas alam dapat terus mengalir pada sistem transportasi perpipaan gas alam dalam berbagai kondisi. Hal yang mampu menghambat mengalirnya pasokan gas alam adalah terbentuknya slugging karena penurunan laju alir gas alam serta beberapa faktor lainnya. Studi ini bertujuan untuk memperoleh profil aliran multifasa yang terbentuk di sepanjang pipa transportasi gas alam jika laju alir gas alam mengalami penurunan, mendapatkan pengaruh profil aliran multifasa terhadap terjadinya slugging di dalam sistem perpipaan gas alam, dan memperoleh metode penanganan cairan yang dilakukan di fasilitas penerima. Studi dianalisis menggunakan simulator aliran multifasa minyak dan gas. Simulasi dilakukan pada 3 skenario kondisi sumur, yaitu initial life, mid life, dan late life yang berturut-turut memiliki laju alir gas sebesar 57, 31, dan 5 MMSCFD. Berdasarkan hasil simulasi diperoleh bahwa semakin rendah laju alir gas alam, maka kemungkinan terjadi slugging akan meningkat. Pada studi ini, slugging terjadi pada kondisi late life. Penanganan cairan yang diajukan oleh penulis untuk memitigasi slugging adalah dengan penambahan control valve yang diletakkan pada aliran masukan separator dan memiliki bukaan 60%.

---

Indonesia's natural gas sources located in the West Natuna area has great potential to meet increasing energy needs. Flow assurance is needed to ensure that natural gas can continue to flow in the natural gas pipeline transportation system under various conditions. One of the things that can hinder the supply of natural gas is the formation of slugging due to a decrease in the flow rate of natural gas and several other factors. This study aims to simulate the multiphase flow that forms along the natural gas transportation pipeline if the flow rate of natural gas decreases, to obtain the effect of the multiphase flow profile on the occurrence of slugging in the natural gas piping system, and to obtain the method of handling liquids carried out at the receiving facility. The study was analyzed using a multiphase oil and gas flow simulator. Simulations were carried out on 3 scenarios of well conditions, namely initial life, mid life, and late life which had gas flow rates of 57, 31, and 5 MMSCFD, respectively. Based on the simulation results, it is found that the lower the natural gas flow rate, the higher the probability of slugging. In this study, slugging occurs in late life conditions. The liquid handling and process improvement proposed by the author to mitigate slugging is by adding a control valve which is placed at the inlet flow of the separator and has an opening of 60%."

"Pengembangan lapangan gas greenfield laut dalam memiliki tantangan teknis dan ekonomis, terkait dengan teknologi dan fasilitas produksi yang baru untuk dapat memproduksikan gas pada kondisi lingkungan yang ekstrem. Dalam penelitian ini dilakukan analisa secara teknis dan ekonomis terhadap pengembangan lapangan gas greenfield laut dalam dengan metode pengembangan sistem produksi bawah laut. Analisa teknis meliputi analisa flow assurance, khususnya strategi manajemen hidrat untuk menjamin keberlangsungan aliran gas dari sumur bawah laut hingga ke titik jual. Dari analisa teknis didapatkan konfigurasi pencegahan dan penghilangan hidrat. Analisa ekonomi mencakup perhitungan biaya investasi pada setiap alternatif konfigurasi yang memenuhi kriteria teknis, kemudian dilanjutkan dengan perhitungan keekonomian berdasarkan skema PSC yang berlaku di Indonesia. Dengan harga gas ekspor dan domestik sebesar 11/MMBTU dan 7/MMBTU, konfigurasi MEG dengan teknologi MRU adalah yang paling optimum karena memberikan IRR dan NPV yang terbesar yaitu sebesar 14,8 dan 794,5 juta US . Berdasarkan hasil sensitivitas keekonomian, CAPEX, harga gas ekspor dan hasil bagi untuk kontraktor memberikan pengaruh terbesar untuk IRR dan NPV, sedangkan OPEX memberikan pengaruh yang terkecil. Untuk mendapatkan minimum IRR sebesar 18 yang dipersyaratkan oleh regulator, CAPEX perlu ditekan sebesar 10 dan dengan besaran hasil bagi untuk kontraktor minimum sebesar 50.

---

Deepwater gas greenfield development has technical and economic challenges, related to new technology and production facilities and that can be used for producing gas in the extreme ambient conditions. Technical analysis includes flow assurance analysis, selection of hydrate inhibitors MEG MeOH and determine minimum injection flow rate of hydrate inhibitors and hydrate remediation strategy. Economic analysis includes the calculation of investment cost on each configuration that meets the technical criteria above. Then continue with calculation of economic parameter based on applicable Indonesia PSC scheme. With export gas and domestic gas price 11 MMBTU and 7 MMBTU, MEG with MRU technology is the most optimum because it provides the largest IRR 14.8 and NPV 794.5 million US . Based on IRR and NPV sensitivity analysis CAPEX, export gas price and contractor split have significant effect to IRR and NPV otherwise OPEX has the most un significant effect to IRR and NPV. To obtain the minimum IRR of 18 required by the regulator, CAPEX needs to be reduced by 10 and by changing the contractor split by a minimum of 50 for contractor."

"Dalam proses mengalirkan hasil eksplorasi minyak dan gas, pola aliran slug menjadi jenis aliran multifasa yang sering muncul (slugging). Fenomena ini tidak diinginkan karena dapat menyebabkan getaran mekanik yang dapat merusak pipa, pengurangan laju produksi minyak dan gas, kerusakan peralatan proses seperti separator,  kerusakan pada pipeline dan flowline yang disebabkan oleh erosi dan fatigue sebagai hasil dari penumpukan liquid dan variasi kecepatan dari partikel fluida. Berbagai teknologi digunakan dalam mengatasi permasalah tersebut, salah satu teknologi terbaru yang murah dan mudah digunakan adalah pompa multifasa. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dampak penggunaan pompa multiphase terhadap pengurangan potensi terbentuknya slugging dalam pipa multifasa campuran minyak bumi dan gas alam. Dalam studi ini, simulasi dilakukan menggunakan simulator OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 dengan bantuan PVTSim 20 sebagai input perangkat lunak untuk karakteristisasi fluida menggunakan data suatu lapangan gas di Kalimantan. Variasi parameter ini dilakukan untuk mendapatkan fenomena yang terjadi pada pipa dan efeknya terhadap pola aliran, laju produksi, liquid hold-up, dan tekanan di pipeline sebagai akibat penggunaan MPP. Hasil penelitian menunjukkan semakin besar laju alir minyak dan gas, semakin stabil dan terjaminnya fluida mengalir di pipeline dengan mengalami sedikit gangguan slugging, baik terrain slugging ataupun riser-based slugging. Selain itu, peletakan posisi pompa multifasa pada jarak 20 m dari wellhead adalah jarak yang menjadi rekomendasi untuk laju alir 5 kg/s, 10 kg/s, dan 15 kg/s. Penggunaan pompa multifasa dapat menurunkan nilai liquid hold-up 0.05 hingga 0.1, meningkatkan production rate (QLT) pada bagian top riser dengan rentang 200 – 600 m3/d, dan menurunkan pressure drop sebesar 1-4 bara.

---

In the process of flowing the results of the oil and gas exploration, the slug flow pattern is a type of multiphase flow that often appears (slugging). This phenomenon is not desirable because it can cause mechanical vibrations that can damage pipes, reduce the rate of oil and gas production, damage process equipment such as separators, damage to pipelines and flowlines caused by erosion and fatigue as a result of liquid build-up and speed variations of fluid particles. Various technologies are used in overcoming these problems, one of the latest cheap and easy to use technologies is multiphase pumps. This study aims to determine the impact of the use of multiphase pumps on reducing the potential for the formation of slugging in multiphase pipes in a mixture of petroleum and natural gas. In this study, simulations were carried out using the OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 simulator with the help of PVTSim 20 as input software for fluid characterization using data from a gas field in Kalimantan. This parameter variation is done to obtain the phenomena that occur in the pipeline and their effects on flow patterns, production rates, liquid hold-ups, and pressure in the pipeline as a result of using MPP. The results showed that the greater the oil and gas flow rate, the more stable and guaranteed fluid flows in the pipeline with a slight slugging disturbance, either terrain slugging or riser-based slugging. In addition, laying the position of the multiphase pump at a distance of 20 m from the wellhead is the distance that is recommended for the flow rates of 5 kg / s, 10 kg / s, and 15 kg / s of each oil and gas used. The use of multiphase pumps can reduce the liquid hold-up value from 0.05 to 0.1, increase the rate of production (QLT) in the top riser section with a range of 200 - 600 m3 / d, and decrease in pressure drop by 1-4 bar."

"Lapangan Gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara dengan total cadangan mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan persentase CO2 mencapai 71%. Masalah utama dari tingginya kandungan CO2 pada gas Natuna adalah diperlukan proses pemisahan CO2 yang lebih kompleks dan penanganan limbah CO2 yang dapat menyebabkan emisi gas rumah kaca. Oleh karena itu, diperlukan penanganan khusus untuk memisahkan CO2 dari gas Natuna. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas bumi kaya CO2 menjadi LNG dan dimetil eter yang terintegrasi CO2 Sequestration dengan menggunakan dua skema pemisahan CO2 yaitu teknologi controlled freeze zone (CFZ) dan membran. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen Hysys V11. Keluaran dari studi ini adalah kinerja teknis berupa konsumsi energi, konsumsi gas dan hydrocarbon recovery dan aspek Kekonomian berupa biaya pokok produksi LNG dan dimetil eter. Berdasarkan hasil simulasi, proses pemisahan CO2 dengan menggunakan teknologi CFZ mengkonsumsi energi 0,038 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery mencapai 95,40%, lebih bagus dibandingkan dengan teknologi membran yang mengkonsumsi 0,222 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery sebesar 92,92%. Selain itu, kinerja teknis pada kilang LNG mengkonsumsi energi 0,432 MWh/ton-LNG dan hydrocarbon recovery 94,27% dengan gas umpan dari CFZ, yang menunjukkan performa yang lebih bagus dibandingkan gas umpan dari membran sebesar 0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%. Sedangkan kinerja teknis pada sintesis dimetil eter dengan gas umpan dari CFZ mengkonsumsi gas 0,0412 MMSCF/ton-DME dan konsumsi energi 2,08 MWh/ton-DME, menunjukkan performa sedikit lebih bagus dibandingkan dengan gas umpan dari membran dengan 0,043 MMSCF/ton-DME dan 2,077 MWh/ton-DME. Dari aspek Kekonomian, harga sales gas di Pulau Natuna dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 10,90 US$/MMBtu (CFZ) dan 9,48 US$/MMBtu (membran) lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration sebesar 6,47 US$/MMBtu (CFZ) dan 5,26 US$/MMBtu (membran). Selain itu, biaya pokok produksi LNG dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 14,28 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,96 US$/MMBtu lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membran). Sedangkan pada biaya pokok produksi sintesis dimetil eter yaitu sebesar 13,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,57 US$/MMBtu dengan mempertimbangkan CO2 sequestration menunjukkan angka yang lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,42 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,36 US$/MMBtu (membran). 

---

East Natuna gas field is the largest gas field in Southeast Asia with total reserves reaching 222 trillion cubic feet (TCF) with a percentage of CO2 contents is about 71%. The main problem is high CO2 contents of Natuna gas so that it requires a more complex CO2 separation process and the handling of CO2 waste which can cause greenhouse gas emissions. Therefore, special handling is needed to separate CO2 from Natuna gas. In this study, process simulation of natural gas with high CO2-contents to LNG and dimethyl eter with CO2 sequestration is conducted by using two schemes of CO2 separation: controlled freeze zone (CFZ) and membran technology. The process simulation is performed by using Aspen Hysys V11 software. The output of this study is technical aspects which cover energy consumption, feed gas consumption and hydrocarbon recovery and economical aspects which cover levelized cost of LNG and dimethyl eter production. Based on process simulation,  in technical aspect, CO2 separation using CFZ technology (energy consumption of 0,038 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 95,40%) results better performance compared to membran technology (0,222 MWh/ton-CO2 dan 92,92%). In addition, technical aspect on LNG processing (energy consumption of 0,432 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 94,27%) with feed gas from CFZ shows better performance rather than feed gas from membrane separation (0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%). Furthermore, technical aspect on dimethyl ether synthesis with feed gas from CFZ (gas consumption of 0,0412 MMSCF/tonne-DME and 2,077 (MWh/tonne-DME) is slightly better performance than synthesis process with feed gas from membrane (0,043 MMSCF/ton-DME and 2,077 MWh/ton-DME). Based on economical aspect, sales gas price in Natuna Island with CO2 sequestration of 10,90 US$/MMBtu (CFZ) and 9,48 US$/MMBtu (membrane) is quite expensive compared to without CO2 sequestration of 6,47 US$/MMBtu (CFZ) and 5,26 US$/MMBtu (membrane). In addition, levelized cost of LNG production with CO2 sequestration of 14,28 US$/MMBtu (CFZ) and 12,96 US$/MMBtu (membrane) is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membrane). Levelized cost of dimethyl ether production with CO2 sequestration of 13,85 US$/MMBtu (CFZ) and 12,57 US$/MMBtu is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,42 US$/MMBtu (CFZ) and 8,36 US$/MMBtu (membrane)."

"Dalam upaya peningkatan produksi minyak mentah di Indonesia, lapangan minyak marginal dengan karakteristik minyak berat pun menjadi penting untuk dilakukan studi kelayakannya. Pada penelitian ini, dilakukan studi pencampuran minyak berat-berat dari lapangan marginal dan pengaruhnya terhadap harga minyak dan kelancaran transportasi perpipaan dengan pendekatan Flow Assurance. Minyak dari lapangan marginal X diangkut ke Gathering Station (GS) menggunakan truk minyak untuk dicampur dengan minyak Y. Simulasi flow assurance dilakukan pada pipa eksisting dari GS ke kilang. Blending Simulator dengan variasi Blending ratio (BR) digunakan untuk mendapatkan kualitas minyak campuran, berupa oAPI, pengotor, Wax Content, dan Wax Appearance Temperature. Sedangkan simulator OLGA dengan variasi BR dan temperature digunakan untuk memperoleh profil temperatur dan pengendapan wax. Perhitungan Indonesian Crude Price (ICP) menggunakan formula ICP Individu yang diperoleh dari analisis regresi. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa minyak X memenuhi kelayakan teknis untuk diproduksi mengunakan metode blending dengan sesama minyak berat, tanpa harus membangun infrastruktur mandiri yang signifikan ataupun mengubah kondisi operasi pipa eksisting. Proses pencampuran minyak berat-berat ini dapat meningkatkan kualitas dan harga minyak dengan tetap menjamin tercapainya Flow Assurance. Proyeksi waktu pigging adalah 298 hari dan dengan BR X:Y tertinggi 8:2 didapat margin harga 1,5495 USD/BBL. Sehingga, total penambahan pendapatan adalah 88.977,41 USD/day.

---

In an effort to increase oil production, the feasibility study about heavy crude oil from marginal field becomes important to do. This research discussed about the effect of blending heavy oil and marginal heavy oil in Sumatera towards crude price and pipeline transportation using Flow Assurance (FA) approach. Oil from marginal field X was transported to Gathering Station (GS) using oil trucks to be blended with oil Y. FA analysis was carried out on existing pipeline from GS to Refinery Unit. Blending Simulator with Blending Ratio (BR) variation was used to get the blended oil qualities and OLGA simulators with BR and temperature variations were used to obtain Temperature and Wax Deposition profiles. Indonesian Crude Price (ICP) calculation used Individual ICP formula obtained from a regression analysis. The results showed that oil X is feasible to be produced by blending method, without having to build significant infrastructure or change the operating conditions of existing pipelines. This blending process can improve the quality and crude price while still ensuring the achievement of Flow Assurance. The projected pigging time is 298 days. With BR X:Y at 8:2, a margin of 1.5495 USD/BBL was obtained. Thus, the total additional revenue was 88,977.41 USD/day."

"ABSTRAKN2O merupakan gas salah satu gas yang termasuk golongan gas NOx dan berbahaya bagi ozon. Eliminasi N2O diteliti lebih lanjut dalam upaya menangani perubahan iklim global dan mencegah penipisan lapisan ozon. Teknologi membran kemudian lebih lanjut diteliti untuk absorpsi N2O dikarenakan rasio surface-to-volume yang tinggi dibanding teknologi konvensional dan kelebihan-kelebihan lainnya. Pada penelitian kali ini, dilakukan eliminasi N2O dengan metode absorpsi pada hollow fiber membrane contactor. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan pelarut peroksida 0,5 -wt dengan HNO3 0,5 M. Pada penelitian ini, digunakan variasi laju alir gas yaitu 100 mL/menit, 150 mL/menit, dan 200 mL/menit dan variasi jumlah serat membran yaitu 2000,4000, dan 6000. Setiap percobaan dilakukan pada laju alir pelarut yang sama yaitu 500 mL/menit. Uji hidrodinamika menghasilkan penurunan tekanan terbesar yaitu 0,066 bar dan rasio presure drop maksimum 2,285. Nilai maksimum untuk parameter perpindahan massa yang diperoleh ialah koefisien perpindahan massa 4,5467 x 10-6 m/s, fluks perpindahan massa 0,0001376 mol/m2s, N2O terserap 8,4923 x 10-5 mol/s, N2O loading 0,0693 mol N2O/mol H2O2, dan efisiensi penyerapan 74 .

---

ABSTRACTN2O is a gas that belongs to NOx family and harmful for the ozone. The elimination of N2O is further investigated in an effort to tackle global climate change and prevent ozone layer depletion. Membrane technology is then further investigated in N2O absorption process, due to high surface to volume ratio compared to conventional contactor and other advantages. In this research, elimination of N2O is based on absorption method occuring in hollow fiber membrane contactor. This study was held using peroxide 0,5 wt and HNO3 0,5 M as the solvent for the study, variation of gas flow will be 100 mL min, 150 mL min, dan 200 mL min and variation in the number of membrane fibers are 2000,4000, dan 6000. Every experiment is held on the same solvent flow which is 500 mL min. Hydrodynamics results on maximum pressure drop at 0,066 bar and maximum pressure drop ratio 2,285. For maximum mass transfer parameters, mass transfer coefficient is 4,5467 x 10 6 m s, mass transfer flux 0,0001376 mol m2s, N2O absorbed 8,4923 x 10 5 mol s, N2O loading 0,0693 mol N2O mol H2O2, dan and absorption efficiency 74 ."

"Teknologi alternatif yang potensial untuk pemisahan CO2 dari gas alam adalah kontaktor membran. Teknologi tersebut terus dikembangkan sampai sekarang karena kontaktor membran memiliki kekurangan seperti selektivitas yang semakin lama semakin menurun. Pada kali ini, pemisahan CO2 dari gas alam akan dilakukan dengan pelarut fisika, yaitu PEG. Pemisahan gas dengan pelarut fisika dapat memberikan keuntungan, dapat menghasilkan selektivitas yang cukup tinggi terhadap CO2 serta lebih tidak korosif dibandingkan dengan pelarut kimia. Ada tiga buah jumlah serat membran yang digunakan, yaitu 1000, 3000, 5000. Laju alir pelarut divariasikan dari 100-500 cm3/s. Konsentrasi pelarut divariasikan dari 5-20 b/v. Laju alir gas yang digunakan tetap yaitu sebesar 305 mL/menit. Penelitian dilakukan pada tekanan dan temperatur ambien. Gas yang digunakan dalam penelitian ini adalah campuran gas sintetik CO2 dan CH4 dengan komposisi masing-masing 30 dan 70.Berdasarkan penelitian, didapatkan jumlah CO2 terabsorpsi mencapai 1,07 x 10-5 mol/s dan efisiensi penyerapan mencapai 12,44 . Koefisien dan fluks perpindahan massa masing-masing mencapai 4,47 x 10-7 m/s dan 2,05 x 10-5 mol/m2.s, serta acid loading mencapai 1,3 x 10-2 mol CO2/mol PEG untuk variasi laju alir dan jumlah serat membran. Sedangkan untuk variasi konsentrasi, kondisi optimumnya adalah PEG 10 b/v.

---

Alternative technology for CO2 separation is a membrane contactor. This technology continuous to be developed untul now to overcome the weaknesses of the membran itself such as the selectivity progressively decreased as the time goes by. The present study will be done with a physical solvent, PEG. Gas separation with physical solvent provides benefits such as it can produce sufficiently high selectivity towards CO2 and less corrosive than the chemical solvents. There are 3 total membrane fiber that we used, 1000, 3000, and 5000. The solvent flow rate varied from 100 500 cm3 s. Solvent concentration varied from 5 20 wt. The gas flow rate used remains at 305 mL min. The study was conducted at ambient pressure and temperature. The gas used in this study is a synthetic gas mixture of CO2 and CH4 with the composition of their respective 30 and 70.

Based on research, it was obtained the amount of CO2 absorbed reached 1.07 x 10 5 mol s and absorption efficiency reached 12.44 . Mass transfer coefficient and flux respectively reached 4.47 x 10 7 m s and 2.05 x 10 5 mol m2.s, as well as acid loading of 1.3 x 10 2 mol CO2 mol PEG for the variation of solvent flow rate and total membrane fiber. Whereas for the concentration variation, the optimum condition was PEG 10 wt."

"Nitrogen oksida NOx merupakan salah satu gas yang sangat berbahaya karena sifatnya yang beracun. Salah satu kandungannya, yaitu Dinitrogen Monoksida merupakan gas rumah kaca yang dengan potensi pemanasan global yang sangat besar. Untuk mengatasinya, telah muncul teknologi absorpsi menggunakan kontaktor membran. Kontaktor membran juga mempunyai keunggulan seperti rasio luas kontak dan volum peralatan yang tinggi. Proses absorpsi berlangsung dengan cara melarutkannya dalam absorben yang merupakan campuran oksidator, H2O2 dan HNO3. Variabel bebas yang diuji adalah laju alir absorben antara 100 ndash; 500 cm3/menit serta jumlah serat membrane 2000, 4000, dan 6000. Pada penelitian ini diketahui bahwa nilai koefisien perpindahan massa, fluks, jumlah N2O terserap, efisiensi penyerapan, dan penurunan tekanan semakin meningkat dengan meningkatnya laju alir pelarut. Sebaliknya, jumlah N2O loading akan semakin kecil. Selain itu, nilai koefisien dan fluks perpindahan massa menurun dengan bertambahnya jumlah serat membran. Sedangkan, jumlah N2O terserap, efisiensi penyerapan dan N2O loading malah akan meningkat.

---

Nitrogen oxide NOx is a dangerous gas due to its toxic nature. One of it, namely Dinitrogen Monoxide is a greenhouse gas with high global warming potential. Absorption using membrane contactros is develop to overcome these problems. Another advantages is the high ratio of contact area and equipment volume. The absorption process occurs by dissolving it in the absorbent which is a mixture of oxidizer, H2O2 and HNO3. The independent variables tested were absorbent flow rate between 100 500 cm3 min and number of membrane fibers 2000, 4000, and 6000.

In this research, is obtained that the mass transfer coefficient, flux, N2O absorb, absorption efficiency, and pressure decrease is increasing as solvent flow rate increasing. Conversely, N2O loading is decreasing. In addition, coefficient and mass transfer flux value is decreasing as the increasing number of membrane fibers. Meanwhile, the N2O absorb, absorption efficiency and N2O loading is increasing."

"In this study, the effectiveness of the absorption of CO2 using hollow fiber membrane contactors is evaluated based on variations in the gas flow rate, and the number of membrane. This study used membrane composed of 1000, 3000, 5000 fiber PVC and solvent PEG 300. The gas flow rate variation is 197, 300 and 380 mL min, while the rate of solvent used is 300 mL min. Variation in this research is gas flow rate, and membrane fibers. Based on the research mass transfer coefficient is 5,4 13,88 x 10 7 m s, flux is 1,99 ndash 9,11 x 10 5 mol m2.s, the amount of absorbed CO2 is 9,43 18,34 x 10 3 mmol s, dan absorption efficieny is 17,90 22,22.

---

Dalam studi ini, efektivitas penyerapan CO2 menggunakan kontaktor membran serat berongga dievaluasi berdasarkan variasi laju alir gas, dan dan jumlah membrane. Pada studi ini digunakan kontaktor membran yang terdiri dari 1000, 3000, dan 5000 serat PVC dan pelarut PEG-300. Laju alir gas yang digunakan adalah 197, 300, dan 380 mL/min, sedangkan laju pelarut yang digunakan adalah 300 mL/min. Gas yang digunakan pada penelitian ini adalah campuran CO2-CH4. Bedasarkan penelitian yang dilakukan nilai koefisien perpindahan massa sebesar 5,4-13,88 x 10-7 m/s, fluks 1,99 ndash;9,11 x 10-5 mol/m2.s, CO2 terabsorpsi 9,43-18,34 x 10-3 mmol/s, , dan efisieni penyerapan sebesar 17,90-22,22."